Erdölreservoir

Ein Erdöl- oder Erdgaslager ist eine unterirdische Ansammlung von Kohlenwasserstoffen in porösen oder geklüfteten Gesteinsformationen. Solche Lagerstätten entstehen, wenn Kerogen (altes Pflanzenmaterial) durch hohe Temperaturen und hohen Druck in der Erdkruste im umgebenden Gestein gebildet wird .

Lagerstätten werden im Allgemeinen in konventionelle und unkonventionelle Lagerstätten unterteilt . In konventionellen Lagerstätten werden die natürlich vorkommenden Kohlenwasserstoffe, wie Erdöl oder Erdgas , von darüberliegenden Gesteinsformationen mit geringer Durchlässigkeit eingeschlossen . In unkonventionellen Lagerstätten hingegen weisen die Gesteine ​​eine hohe Porosität und geringe Durchlässigkeit auf, wodurch die Kohlenwasserstoffe eingeschlossen bleiben und daher keine Deckschicht erforderlich ist. Lagerstätten werden mithilfe von Kohlenwasserstoff-Explorationsmethoden entdeckt .

Ein Erdölfeld ist ein Gebiet mit unterirdischen Erdölvorkommen in mehreren (möglicherweise miteinander verbundenen) Lagerstätten, die beim Aufstieg auf undurchlässige Gesteinsschichten eingeschlossen werden. Industriell betrachtet impliziert ein Erdölfeld ein wirtschaftliches Potenzial, das kommerzielles Interesse rechtfertigt. ^{[ 1 ] [ 2 ]} Erdölfelder können sich über mehrere hundert Kilometer erstrecken, was bedeutet, dass die Fördermaßnahmen umfangreich und weiträumig sein können. Neben der Förderausrüstung können Explorationsbohrungen zur Erkundung der Randgebiete nach weiteren Lagerstätten, Pipelines zum Transport des Öls und unterstützende Anlagen vorhanden sein.

Ölfelder können überall dort entstehen, wo die geologischen Gegebenheiten des Untergrunds dies zulassen. Das bedeutet, dass manche Felder weitab von der Zivilisation liegen können, sogar im Meer. Die Erschließung eines Ölfelds ist logistisch äußerst komplex, da sie die Ausrüstung für Förderung und Transport sowie die Infrastruktur wie Straßen und Unterkünfte für die Arbeiter umfasst. Diese Infrastruktur muss auf die gesamte Lebensdauer des Ölfelds ausgelegt sein, da die Förderung viele Jahre andauern kann. Mehrere Unternehmen, darunter Hill International , Bechtel , Esso , Weatherford International , Schlumberger , Baker Hughes und Halliburton , verfügen über Abteilungen, die sich auf den großflächigen Bau der Infrastruktur zur Unterstützung der Ölfeldgewinnung spezialisiert haben.

Der Begriff „Ölfeld“ kann als Kurzform für die gesamte Erdölindustrie verwendet werden . Genauer ist es jedoch, die Erdölindustrie in drei Sektoren zu unterteilen: Upstream ( Rohölförderung aus Bohrlöchern und Trennung von Wasser und Öl ), Midstream (Transport von Rohöl per Pipeline und Tanker ) und Downstream ( Raffination von Rohöl zu Produkten, Vermarktung der raffinierten Produkte und Transport zu Tankstellen).

Weltweit gibt es über 65.000 Ölfelder, sowohl an Land als auch vor der Küste. ^{[ 3 ]} Die größten sind das Ghawar-Feld in Saudi-Arabien und das Burgan-Feld in Kuwait mit geschätzten Reserven von jeweils 66 bis 104 Milliarden Barrel (9,5 Milliarden m³ ⁾ . [ ^{4 ] [ 5 ] In} der heutigen Zeit ist die Lage von Ölfeldern mit nachgewiesenen Reserven ein entscheidender Faktor in vielen geopolitischen Konflikten. ^{[ 6 ]}

Erdgas entsteht durch denselben geologischen thermischen Crackprozess , der Kerogen in Erdöl umwandelt . Daher kommen Erdöl und Erdgas häufig gemeinsam vor. Im allgemeinen Sprachgebrauch werden erdölreiche Lagerstätten als Erdölfelder und erdgasreiche Lagerstätten als Erdgasfelder bezeichnet.

Im Allgemeinen entsteht Erdöl in organischen Sedimenten, die in Tiefen von 1.000 m bis 6.000 m (bei Temperaturen von 60 ° C bis 150 °C) vergraben sind, während in tieferen Sedimenten, die bei höheren Temperaturen vergraben sind, Erdgas entsteht. Je tiefer die Quelle liegt, desto „trockener“ ist das Gas (d. h. desto geringer ist der Anteil an Kondensaten ). Da sowohl Erdöl als auch Erdgas leichter als Wasser sind, steigen sie aus ihren Quellen auf, bis sie entweder an die Oberfläche sickern oder in einer undurchlässigen stratigraphischen Falle eingeschlossen werden. Aus dieser Falle können sie durch Bohrungen gefördert werden.

Das größte Erdgasfeld ist das South Pars/Asalouyeh -Gasfeld, das sich Iran und Katar teilen . Das zweitgrößte Erdgasfeld ist das Urengoy-Gasfeld und das drittgrößte das Yamburg-Gasfeld , beide in Russland .

Wie Erdöl findet sich auch Erdgas häufig unter Wasser in Offshore-Gasfeldern wie der Nordsee , dem Corrib-Gasfeld vor Irland und in der Nähe von Sable Island . Die Technologie zur Gewinnung und zum Transport von Offshore-Erdgas unterscheidet sich von derjenigen von Onshore-Feldern. Aufgrund der Kosten und logistischen Schwierigkeiten bei der Arbeit über Wasser werden wenige, sehr große Offshore- Bohranlagen eingesetzt.

Steigende Gaspreise zu Beginn des 21. Jahrhunderts veranlassten Bohrunternehmen, Felder erneut zu erschließen, die zuvor als unwirtschaftlich galten. So erreichte McMoran Exploration 2008 am Blackbeard-Feld im Golf von Mexiko eine Bohrtiefe von über 9.754 Metern (32.000 Fuß) – die tiefste Testbohrung in der Geschichte der Gasförderung. ^{[ 7 ]} Die Bohranlage von ExxonMobil hatte dort bis 2006 eine Tiefe von 9.144 Metern (30.000 Fuß) erreicht, ohne jedoch Gas zu finden, bevor sie das Feld aufgab.

Rohöl findet sich in allen Erdölvorkommen, die in der Erdkruste aus den Überresten einst lebender Organismen entstanden sind. Es gibt Hinweise darauf, dass Millionen Jahre lang Hitze und Druck die Überreste mikroskopisch kleiner Pflanzen und Tiere in Erdöl und Erdgas umgewandelt haben.

Roy Nurmi, ein Berater für Interpretation beim Ölfeldserviceunternehmen Schlumberger , beschrieb den Prozess wie folgt:

Plankton und Algen, Proteine ​​und andere im Meer schwebende Organismen sinken ab und bilden die Quelle unserer Erdöl- und Erdgasvorkommen. Werden sie mit dem sich ansammelnden Sediment begraben und erreichen eine Temperatur von über 50 bis 70 °C, beginnen sie zu „kochen“. Durch diese Umwandlung werden sie zu flüssigen Kohlenwasserstoffen, die sich bewegen und wandern und so unser Erdöl- und Erdgasreservoir bilden. ^{[ 8 ]}

Neben dem aquatischen Ökosystem , das in der Regel ein Meer, aber auch ein Fluss, ein See, ein Korallenriff oder eine Algenmatte sein kann , erfordert die Bildung eines Erdöl- oder Erdgasreservoirs auch ein Sedimentbecken , das vier Schritte durchläuft: ^{[ 9 ]}

• Tiefe Bestattung unter Sand und Schlamm
• Schnellkochen
• Kohlenwasserstoffmigration vom Quellgestein zum Speichergestein
• Einschluss durch undurchlässiges Gestein

Der Zeitpunkt spielt ebenfalls eine wichtige Rolle; es wird vermutet, dass das Ohio River Valley einst über ähnlich große Ölvorkommen wie der Nahe Osten verfügt haben könnte, diese aber aufgrund fehlender Erdölfallen unentdeckt blieben. ^{[ 9 ]} Die Nordsee hingegen überstand Millionen von Jahren Meeresspiegelschwankungen, die zur Entstehung von über 150 Ölfeldern führten. ^{[ 10 ]}

Obwohl der Prozess im Allgemeinen gleich ist, führen verschiedene Umweltfaktoren zur Entstehung einer Vielzahl von Erdöllagerstätten. Diese Lagerstätten finden sich von der Erdoberfläche bis in Tiefen von 9.000 m und weisen unterschiedliche Formen, Größen und Alter auf. ^{[ 11 ]} In den letzten Jahren haben sich magmatische Lagerstätten, insbesondere in Trachyt- und Basaltformationen , zu einem wichtigen neuen Forschungsfeld der Erdölexploration entwickelt . Diese beiden Lagerstättentypen unterscheiden sich hinsichtlich ihres Erdölgehalts und physikalischer Eigenschaften wie Kluftkonnektivität , Porenkonnektivität und Gesteinsporosität . ^{[ 12 ]}

Eine Falle entsteht, wenn die Auftriebskräfte , die die Aufwärtswanderung von Kohlenwasserstoffen durch ein durchlässiges Gestein antreiben, die Kapillarkräfte eines abdichtenden Mediums nicht überwinden können . Der Zeitpunkt der Fallenbildung im Verhältnis zur Erdölentstehung und -migration ist entscheidend für die Bildung eines Reservoirs. ^{[ 13 ]}

Erdölgeologen unterteilen Fallen im Allgemeinen in drei Kategorien, basierend auf ihren geologischen Eigenschaften: die Strukturfalle, die stratigraphische Falle und die weitaus seltenere hydrodynamische Falle . ^{[ 14 ]} Die Fallenmechanismen vieler Erdöllagerstätten weisen Merkmale mehrerer Kategorien auf und werden daher als Kombinationsfallen bezeichnet. Man unterscheidet zwischen Strukturfallen (in deformierten Gesteinsschichten wie Falten und Verwerfungen) und stratigraphischen Fallen (in Gebieten mit Gesteinswechseln wie Diskordanzen, Auskeilungen und Riffen).

Strukturelle Fallen entstehen durch Veränderungen der Untergrundstruktur infolge von Prozessen wie Faltung und Verwerfung , wodurch Dome , Antiklinalen und Falten gebildet werden . ^{[ 15 ]} Beispiele für solche Fallen sind Antiklinalfallen, ^{[ 16 ]} Verwerfungsfallen und Salzdomfallen . Sie lassen sich leichter abgrenzen und sind aussichtsreicher als ihre stratigraphischen Pendants; der Großteil der weltweiten Erdölreserven befindet sich in strukturellen Fallen.

• Strukturelle Fallen | blau: Muttergestein , gelb: Speichergestein, grün: Deckgestein , rot: Kohlenwasserstoffe
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  Strukturelle Falle innerhalb einer Antiklinale
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  Strukturelle Falle entlang einer Verwerfungsebene
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  Strukturell-stratigraphische Falle in einem gekippten Block, der von Tonsteinen bedeckt ist
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  Strukturelle Falle um einen Evaporit- (rosa) Salzdom

Stratigraphische Fallen entstehen durch laterale und vertikale Variationen in der Mächtigkeit, Textur, Porosität oder Lithologie des Speichergesteins. Beispiele für diese Art von Falle sind Diskordanzfallen, Linsenfallen und Rifffallen. ^{[ 17 ]}

• Stratigraphische Fallen – blau: Muttergestein , gelb: Speichergestein, grün: Deckgestein , rot: Kohlenwasserstoffe
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  Stratigraphische Falle unter einer Diskordanz
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  Stratigraphische Falle in einem versteinerten Korallenriff (gelb), das von Tonsteinen (grün) abgedichtet ist

Hydrodynamische Fallen sind eine weitaus seltenere Art von Falle. ^{[ 18 ]} Sie entstehen durch die mit der Wasserströmung verbundenen Unterschiede im Wasserdruck, die eine Neigung des Kohlenwasserstoff-Wasser-Kontakts bewirken.

Die Kapillardichtung (auch Deckgestein genannt) ist ein wesentlicher Bestandteil der Falle und verhindert das weitere Aufsteigen von Kohlenwasserstoffen. Eine Kapillardichtung entsteht, wenn der Kapillardruck in den Porenkanälen größer oder gleich dem Auftriebsdruck der aufsteigenden Kohlenwasserstoffe ist. Sie lässt keine Flüssigkeiten durch, bis ihre Integrität beeinträchtigt wird und es zu einem Leck kommt. Es gibt zwei Arten von Kapillardichtungen ^{[ 19 ]} , deren Klassifizierung auf dem bevorzugten Leckagemechanismus basiert: die hydraulische Dichtung und die Membrandichtung.

Eine Membrandichtung wird undicht, sobald die Druckdifferenz über die Dichtung den Schwellenwert des Verdrängungsdrucks überschreitet, wodurch Flüssigkeiten durch die Porenräume der Dichtung wandern können. Sie verliert gerade so viel Flüssigkeit, dass die Druckdifferenz unter den Verdrängungsdruck sinkt und sie sich wieder abdichtet. ^{[ 20 ]}

Eine hydraulische Abdichtung tritt in Gesteinen auf, die einen deutlich höheren Verdrängungsdruck aufweisen, sodass der für die Spannungsrissbildung erforderliche Druck tatsächlich niedriger ist als der für die Flüssigkeitsverdrängung – beispielsweise in Evaporiten oder sehr dichten Schiefergesteinen. Das Gestein reißt, wenn der Porendruck sowohl seine Mindestspannung als auch seine Zugfestigkeit übersteigt, und verschließt sich wieder, sobald der Druck sinkt und sich die Risse schließen.

Unkonventionelle (Öl- und Gas-)Lagerstätten sind Ansammlungen, in denen Öl- und Gasphasen durch starke Kapillarkräfte fest an das Gestein gebunden sind, was spezielle Verfahren zur Bewertung und Förderung erfordert. ^{[ 21 ]} Unkonventionelle Lagerstätten entstehen völlig anders als konventionelle Lagerstätten; der Hauptunterschied besteht darin, dass sie keine Fallen aufweisen. Auch die Art der Förderung kann in solchen Lagerstätten einzigartig sein, da der Auftrieb nicht die treibende Kraft für die Öl- und Gasansammlung ist. Dies ist vergleichbar damit, dass sich das förderbare Öl im Muttergestein selbst bildet und sich nicht unter einer Deckschicht ansammelt. Ölsande sind ein Beispiel für eine unkonventionelle Öllagerstätte. ^{[ 22 ]}

Unkonventionelle Lagerstätten und die damit verbundenen unkonventionellen Ölvorkommen umfassen ein breites Spektrum an Erdölgewinnungs- und -raffinierungsverfahren sowie viele verschiedene Quellen. ^{[ 23 ]} Da das Öl im Muttergestein enthalten ist, erfordert die Förderung unkonventioneller Lagerstätten ein Vorgehen wie bei einem Bergbaubetrieb und nicht wie bei konventionellen Lagerstätten das Bohren und Pumpen . Dies bringt Nachteile mit sich: Höhere Nachförderkosten, die mit der vollständigen und sauberen Ölgewinnung verbunden sind, müssen von Unternehmen, die an der Erschließung einer Lagerstätte interessiert sind, berücksichtigt werden. Zudem bleiben Abraumhalden zurück, was die Sanierungskosten erhöht. Trotz dieser Nachteile wird unkonventionelles Öl aufgrund der weltweiten Knappheit konventioneller Lagerstätten verstärkt gefördert.

Nach der Entdeckung eines Erdölreservoirs versucht ein Erdölingenieur, ein genaueres Bild der Lagerstätte zu gewinnen. In einem einfachen Lehrbuchbeispiel eines homogenen Reservoirs besteht der erste Schritt darin, eine seismische Untersuchung durchzuführen, um die mögliche Größe der Falle zu bestimmen. Mithilfe von Erkundungsbohrungen lässt sich die Lage des Öl-Wasser-Kontakts und damit die Mächtigkeit der ölhaltigen Sandschichten ermitteln. Oftmals in Kombination mit seismischen Daten ist es möglich, das Volumen eines ölhaltigen Reservoirs abzuschätzen.

Im nächsten Schritt werden die Daten aus den Erkundungsbohrungen genutzt, um die Porosität des Gesteins zu bestimmen. Die Porosität eines Erdölfelds, also der prozentuale Anteil des Gesamtvolumens, der Flüssigkeiten und nicht festes Gestein enthält, liegt bei 20–35 % oder weniger. Sie liefert Informationen über die tatsächliche Kapazität. Laboruntersuchungen können die Eigenschaften der Lagerstättenflüssigkeiten ermitteln, insbesondere den Expansionsfaktor des Öls. Dieser gibt an, wie stark sich das Öl ausdehnt, wenn es vom hohen Druck und der hohen Temperatur der Lagerstätte in einen Vorratsbehälter an der Oberfläche geleitet wird.

Mit diesen Informationen lässt sich abschätzen, wie viele Barrel Öl sich im Reservoir befinden. Dieses Öl wird als anfänglich vorhandenes Öl bezeichnet . Durch die Untersuchung von Faktoren wie der Gesteinsdurchlässigkeit (wie leicht Flüssigkeiten durch das Gestein fließen können) und möglichen Fördermechanismen lässt sich der Förderfaktor abschätzen, also welcher Anteil des vorhandenen Öls voraussichtlich gefördert werden kann. Der Förderfaktor liegt üblicherweise bei 30–35 % und gibt den Wert der förderbaren Ressourcen an. ^{[ 24 ]}

Die Schwierigkeit besteht darin, dass Lagerstätten nicht einheitlich sind. Sie weisen variable Porositäten und Permeabilitäten auf und können durch Klüfte und Verwerfungen unterteilt sein, was den Flüssigkeitsfluss erschwert. Aus diesem Grund werden wirtschaftlich nutzbare Lagerstätten häufig computergestützt modelliert . Geologen, Geophysiker und Lagerstätteningenieure arbeiten zusammen, um ein Modell zu entwickeln, das die Simulation des Flüssigkeitsflusses in der Lagerstätte ermöglicht und so zu einer verbesserten Abschätzung der förderbaren Ressourcen führt.

Reserven stellen nur den Teil der förderbaren Ressourcen dar, der durch identifizierte und genehmigte Entwicklungsprojekte erschlossen wird. Da die Bewertung von Reserven einen direkten Einfluss auf das Unternehmen bzw. den Vermögenswert hat, unterliegt sie in der Regel strengen Regeln und Richtlinien.

Um die Inhalte eines Erdölreservoirs zu gewinnen, ist in der Regel eine Bohrung in die Erdkruste erforderlich. Allerdings gibt es in einigen Teilen der Welt oberflächennahe Ölaustritte, wie beispielsweise die La Brea Tar Pits in Kalifornien und zahlreiche Austritte in Trinidad . Faktoren, die die Menge der förderbaren Kohlenwasserstoffe in einem Reservoir beeinflussen, sind unter anderem die Fluidverteilung im Reservoir, das anfängliche Fluidvolumen im Gestein, der Reservoirdruck, die Fluid- und Gesteinseigenschaften , die Reservoirgeometrie, der Bohrlochtyp, die Anzahl der Bohrungen, die Bohrlochplatzierung, das Erschließungskonzept und die Betriebsstrategie. ^{[ 24 ] [ 25 ]}

Moderne Förderverfahren umfassen thermische , Gasinjektions- und chemische Extraktionsverfahren zur Steigerung der Ölgewinnung. ^{[ 26 ]}

Die Stilllegung einer laufenden Produktion ist kompliziert und kann unbeabsichtigte Folgen haben. ^{[ 27 ]}

Ein unberührtes Reservoir kann unter ausreichendem Druck stehen, um Kohlenwasserstoffe an die Oberfläche zu drücken. Mit der Förderung der Fluide sinkt der Druck häufig, und die Produktion lässt nach. Das Reservoir kann auf die Fluidentnahme so reagieren, dass der Druck tendenziell aufrechterhalten wird. Künstliche Fördermethoden können daher erforderlich sein.

Dieser Mechanismus (auch als Erschöpfungsantrieb bekannt) beruht auf dem Begleitgas des Öls. Das unberührte Erdölreservoir kann vollständig halbfest sein, enthält aber aufgrund des Drucks voraussichtlich gasförmige Kohlenwasserstoffe in Lösung. Mit fortschreitender Erschöpfung des Reservoirs sinkt der Druck unter den Blasenpunkt , und das Gas entweicht aus der Lösung und bildet eine Gaskappe an der Oberfläche. Diese Gaskappe drückt auf die Flüssigkeit und trägt so zur Aufrechterhaltung des Drucks bei.

Dies geschieht, wenn sich das Erdgas in einer Deckschicht unterhalb des Öls befindet. Beim Bohren des Brunnens führt der darüber liegende, niedrigere Druck zur Ausdehnung des Öls. Mit sinkendem Druck erreicht es den Blasenpunkt, und die entstehenden Gasblasen drücken das Öl an die Oberfläche. Dort erreichen die Blasen die kritische Sättigung und strömen als eine einzige Gasphase zusammen. Jenseits dieses Punktes und unterhalb dieses Drucks strömt die Gasphase aufgrund ihrer geringeren Viskosität schneller aus als das Öl. Es wird mehr freies Gas gefördert, und schließlich ist die Energiequelle erschöpft. In manchen Fällen kann das Gas, abhängig von den geologischen Gegebenheiten, zur Ölschicht aufsteigen und eine sekundäre Gaskappe bilden. Wasser, in Wasser gelöstes Gas oder komprimiertes Gestein können ebenfalls Energie liefern. Diese Beiträge zur Kohlenwasserstoffausdehnung sind jedoch in der Regel gering.

Durch eine optimierte Steuerung der Förderraten lassen sich höhere Erträge aus der Erdgasförderung erzielen. Die Sekundärförderung beinhaltet die Injektion von Gas oder Wasser zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks. Das Gas-Öl-Verhältnis und die Ölförderrate bleiben stabil, bis der Lagerstättendruck unter den Blasenpunkt sinkt und die kritische Gassättigung erreicht ist. Sobald das Gas erschöpft ist, sinken das Gas-Öl-Verhältnis und die Ölförderrate, der Lagerstättendruck ist reduziert und die Lagerstättenenergie ist verbraucht.

In Lagerstätten mit bereits vorhandener Gaskappe (der ursprüngliche Druck liegt bereits unterhalb des Blasenpunkts) dehnt sich die Gaskappe mit der Erschöpfung der Lagerstätte aus und drückt auf die flüssigen Bereiche, wodurch zusätzlicher Druck entsteht. Dieses Phänomen tritt in der Lagerstätte auf, wenn mehr Gas vorhanden ist, als sich darin lösen kann. Das Gas wandert häufig zum Scheitelpunkt der Struktur. Dort wird es über dem Ölvorkommen komprimiert, und die Gaskappe trägt dazu bei, das Öl mit der Förderung nach außen zu verdrängen. Im Laufe der Zeit wandert die Gaskappe nach unten und durchdringt das Öl, wodurch die Bohrung immer mehr Gas fördert, bis schließlich nur noch Gas gefördert wird.

Es empfiehlt sich, die Gaskappe effektiv zu steuern, d. h. die Ölquellen so zu platzieren, dass die Gaskappe sie erst bei maximaler Ölförderung erreicht. Eine hohe Förderrate kann zudem dazu führen, dass Gas in das Förderintervall nach unten wandert. In diesem Fall ist der Lagerstättendruckabfall im Laufe der Zeit nicht so steil wie bei der gasbasierten Förderung. Die Ölförderrate sinkt hier zwar nicht so stark, hängt aber auch von der Position der Bohrung in Bezug auf die Gaskappe ab. Wie bei anderen Fördermechanismen kann Wasser- oder Gasinjektion zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks eingesetzt werden. In Kombination mit Wassereinspritzung kann die Fördermethode hocheffizient sein.

Unterhalb der Kohlenwasserstoffe kann sich Wasser (meist salzhaltiges Wasser) befinden. Wasser ist, wie alle Flüssigkeiten, in geringem Maße komprimierbar. Mit der Erschöpfung der Kohlenwasserstoffe führt der sinkende Druck im Reservoir zu einer leichten Ausdehnung des Wassers. Obwohl diese Ausdehnung minimal ist, führt sie bei einem ausreichend großen Grundwasserleiter zu einer erheblichen Volumenzunahme, die die Kohlenwasserstoffe nach oben drückt und so den Druck aufrechterhält.

Bei einem wassergetriebenen Reservoir ist der Rückgang des Lagerstättendrucks sehr gering; in manchen Fällen bleibt er sogar unverändert. Auch das Gas-Öl-Verhältnis bleibt stabil. Die Ölfördermenge bleibt weitgehend konstant, bis Wasser in die Bohrung eindringt. Mit der Zeit steigt der Wasseranteil, und die Bohrung wird schließlich ausgetrocknet. ^{[ 28 ]}

Das Wasser kann in einem Grundwasserleiter vorhanden sein (jedoch selten in einem, der durch Oberflächenwasser gespeist wird ). Dieses Wasser ersetzt allmählich die aus der Bohrung geförderte Öl- und Gasmenge, vorausgesetzt, die Förderrate entspricht der Aktivität des Grundwasserleiters. Das heißt, der Grundwasserleiter wird durch einen natürlichen Wasserzufluss aufgefüllt. Wird das Wasser zusammen mit dem Öl gefördert, kann die Förderrate aufgrund der höheren Förder- und Entsorgungskosten unwirtschaftlich werden.

Wenn die natürlichen Antriebe nicht ausreichen, was sehr oft der Fall ist, kann der Druck künstlich aufrechterhalten werden, indem Wasser in den Grundwasserleiter oder Gas in die Gaskappe eingespritzt wird.

Die Schwerkraft bewirkt, dass sich das Öl im Gas nach unten und im Wasser nach oben bewegt. Bei vorhandener vertikaler Durchlässigkeit können die Förderraten sogar noch höher ausfallen.

Diese Prozesse treten auf, wenn die Lagerstättenbedingungen das Vorliegen von Kohlenwasserstoffen als Gas ermöglichen. Die Förderung erfolgt durch Gasexpansion. Die Förderung aus einer geschlossenen Lagerstätte (d. h. ohne Wasserdruck) ist sehr gut, insbesondere wenn der Bohrlochsohlendruck minimiert wird (üblicherweise durch Kompressoren am Bohrlochkopf). Die geförderten Flüssigkeiten sind hell bis farblos und weisen eine Dichte von über 45 API auf. Beim Gascycling wird trockenes Gas zusammen mit kondensierter Flüssigkeit injiziert und gefördert.